ORIENTAÇÃO DE FALHAS PRESENTES EM TESTEMUNHOS DE … · The dip of bedding varies from 0o to 8o, being the most frequent value equal to 2o. We interpret this result as evidence

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEODINÂMICA EGEOFÍSICA

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ORIENTAÇÃO DE FALHAS PRESENTES EM TESTEMUNHOS DE SONDAGENS DO CAMPO

DE XARÉU/BACIA DO CEARÁ.

CRISTINA APARECIDA DOMINGUETI

Orientador:Prof. Dr. Walter Eugênio de Medeiros

Co-orientadorProf. Dr. Emanuel Ferraz Jardim de Sá

Dissertação n0 31/PPGG.

Natal-RN, julho - 2002

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEODINÂMICA EGEOFÍSICA

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ORIENTAÇÃO DE FALHAS PRESENTES EM TESTEMUNHOS DE SONDAGENS DO CAMPO DE

XARÉU/BACIA DO CEARÁ.

CRISTINA APARECIDA DOMINGUETI

Dissertação de Mestrado apresentada em

18 de julho de 2002, para obtenção do

título de Mestre em Geofísica pelo

Programa de Pós-Graduação em

Geodinâmica e Geofísica da UFRN.

Comissão examinadora:Prof. Dr. Walter Eugênio de Medeiros (Orientador)

Prof. Dr. Fernando César Alves da Silva Prof. Dr. Olivar Antonio Lima de Lima

Natal-RN, Julho - 2002

Domingueti, C.A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN i

RESUMO

Um projeto de pesquisa está sendo desenvolvido pelo PPGG/UFRN e a

PETROBRÁS no Campo Petrolífero de Xaréu localizado na bacia do Ceará, Nordeste do

Brasil. O objetivo da pesquisa é a caracterização de um reservatório carbonático

fraturado, o Calcário Trairí, para a perfuração de um poço com duas “pernas” horizontais

levando em consideração o sistema natural de fraturas deste reservatório visando

aumentar a taxa de recuperação do óleo. A presente dissertação é parte desta pesquisa e

sua contribuição é estimar a orientação das falhas presentes em testemunhos de

sondagens não orientados, usando o método proposto por Hesthammer & Henden (2000).

Para orientar uma falha interceptando um estrato observado no testemunho, o

estrato deve ser previamente orientado. Como vínculo para orientar os estratos, utilizou-

se o mergulho regional das camadas, obtido em cada posição de poço a partir dos mapas

de contorno estrutural do Calcário Trairí. Devido ao fato do número de falhas presentes

nos testemunhos do Calcário Trairí ser pequeno, a analise estrutural foi realizada em

todos os testemunhos do Campo de Xaréu. Como hipótese geológica de trabalho,

admitiu-se que todas as falhas foram formadas como resultado da separação da América

do Sul e África, no contexto de formação de uma falha transcorrente dextral regional.

Nesse contexto, falhas secundarias são principalmente dos tipos “T” e “R” de acordo com

a classificação de Rieldel.

Foram analisados 263.5 m de testemunhos. Os mergulhos dos estratos variam de

0o a 8o, sendo que o valor mais freqüente é igual a 2o. Este resultado foi interpretado

como um indício de que a deformação no Campo de Xaréu foi principalmente de

natureza rúptil. As direções preferenciais de strike para as falhas analisadas são NW e

NE. Essas falhas possuem mergulho alto, em geral entre 70o e 90o. Sugere-se que as

pernas horizontais do poço sejam orientadas para NW e NE, de modo a aumentar a

probabilidade das pernas interceptarem o maior número possível de fraturas e falhas

abertas.

Domingueti, C.A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN ii

ABSTRACT

A research project is being developed by PPGG/UFRN and PETROBRAS in the

Xaréu Oil Field located in Ceará Basin, Northeastern Brazil. The objective of the

research is to characterize a fractured carbonate reservoir, the Trairi Limestone, in order

to drill a borehole with two horizontal “legs” taking advantage of the natural fracture

system to enhance the oil recovery. The present master thesis is part of this research and

its contribution is to estimate fault orientation from unoriented cores, using the method

proposed by Hesthammer & Henden (2000).

In order to orient a fault cutting a bed observed in the core, the bed should be

previously oriented. As additional constraint to orient the bed, we use regional bedding

orientation obtained from structure maps of Trairi Limestone. Because the number of

cores drilled from the Trairi Limestone was too small, we analyzed all cores from the

field. As geologic constraint, we admit that all faults were formed as result of the South

America and Africa separation, in the context of a regional dextral strike-slip fault

formation. In this context, secondary faults are manly “T” and “R” faults according

Riedel’s classification.

We analyzed 236.5 m of cores. The dip of bedding varies from 0o to 8o, being the

most frequent value equal to 2o. We interpret this result as evidence that the deformation

process was manly ruptil. 77 faults were identified in the cores. These faults strike manly

to NW and NE with dips, in general, inside the interval 700 - 900. We suggest that the

horizontal “legs” of the borehole should be oriented to NW and NE in order to improve

the probability of intercepting open fractures and faults.

Domingueti, C.A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN iii

AGRADECIMENTOS

Em primeiro lugar quero agradecer a Deus pela meta alcançada. Pois nos

momentos de desespero, Ele me deu esperança. Nos momentos de tristeza, Ele me deu a

sabedoria de entender o porque de tal acontecimento. Nos diversos momentos da minha

caminhada, Ele me deu a Luz.

Agradeço com todo amor a minha família, pelo seu incentivo e compreensão.

Pelos choros nas horas de despedida, pelos telefonemas dizendo: “Quando você vem?;

Confiamos em você!; Não se preocupe, se não der certo você volta.; Cuidado! ...”. Pelo

amor e segurança que sempre me deram.

À Agência Nacional de Petróleo (ANP) e CAPES pelo apoio financeiro, através

da concessão de bolsas. Ao PPGG pelo apoio logístico.

Ao professor Walter Eugênio de Medeiros pela orientação desta dissertação, na

qual ele teve muita paciência e soube transmitir com clareza e objetividade suas idéias.

Ao seu bom humor e seus conselhos.

Ao professor Emanuel Jardim de Sá pela sua confiança em mim depositada. E

pelas contribuições valorosas dadas a esta dissertação e pelo apoio do “Projeto

Multilaterais”.

Aos profissionais da PETROBRÁS e do CENPES, ligados ao “Projeto

Multilaterais”. A Silvio José Moreira (PETROBRÁS) pela liberação dos dados presentes

nesta dissertação e pelo apoio logístico. Ao professor Virgínio Henrique Neumann

(UFPE) e Alex Francisco Antunes (PPGG/UFRN) pelas valiosas contribuições.

Aos amigos do PPGG/UFRN Carlos César, Moreira, Alex e Mario, pelas dúvidas

esclarecidas; “meus professores” nas horas vagas. Aos amigos de sala, Josibel, Luciano,

Carlos César, Jesimael, Marcelo (visitante da sala) e Pedro Xavier, pelo apoio,

cumplicidade, companheirismo e carinho. Pelas horas das piadas, das risadas e do

relaxamento. Aos amigos, alunos do PPGG, pelo incentivo, choro em conjunto e apoio.

Aos amigos, Leandro e André (Dani), pelos 18 meses de convivência, nos quais

aprendi e me diverti bastante. Ao amigo Marcos Paulo pelos momentos de reflexão e

pelos finais de semana na praia. À Márcia e Peres pelo apoio, carinho e apoio logístico

Domingueti, C.A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN iv

(meu novo lar). À Fátima (Fatinha) pelos almoços de sábado e pelo carinho. Minha mãe

adotiva de Natal.

As amigas, Ludmila, Iriane, Patrícia, Virginia e Virginia Elisabeth, pela amizade,

apoio, incentivo e carinho, mesmo estando a mais ou menos 2000 km de distância.

Ao corpo docente do PPGG pelas aulas ministradas e pelo conhecimento

adquirido. A Nilda pela sua eficiência, simpatia e apoio. Pelos e-mails de incentivo.

Domingueti, C. A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN v

ÍNDICE

RESUMO............................................................................................................................. i

ABSTRACT......................................................................................................................... ii

AGRADECIMENTOS....................................................................................................... iii

ÍNDICE................................................................................................................................ v

1. INTRODUÇÃO............................................................................................................... 01

1.1 Apresentação................................................................................................................... 01

1.2 O “Projeto Multilaterais” e o Escopo desta Dissertação................................................. 01

1.3 A Bacia do Ceará............................................................................................................ 02

1.3.1 A Sub-Bacia de Mundaú........................................................................................ 04

1.3.2 A Formação Paracuru............................................................................................ 04

1.3.3 O Membro Trairí.................................................................................................... 04

1.4 O Campo Petrolífero de Xaréu....................................................................................... 05

1.5 Condicionamento Estrutural do Campo de Xaréu.......................................................... 07

1.6 O Poço Multilateral......................................................................................................... 08

2. DESCRIÇÃO DO MÉTODO UTILIZADO PARA ORIENTAÇÃO DAS FALHAS

PRESENTES EM TESTEMUNHOS NÃO ORIENTADOS......................................... 10

2.1 Introdução....................................................................................................................... 10

2.2 Orientação dos Estratos.................................................................................................. 10

2.3 Orientação das Falhas..................................................................................................... 13

Domingueti, C. A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN vi

3. ORIENTAÇÃO DAS FALHAS PRESENTES NOS TESTEMUNHOS NÃO

ORIENTADOS DO CAMPO DE XARÉU..................................................................... 18

3.1 Introdução....................................................................................................................... 18

3.2 Localização dos Poços e Testemunhos do Campo de Xaréu.......................................... 18

3.3 Procedimento Experimental para Medição dos Atributos Geométricos nos

Testemunhos......................................................................................................................... 20

3.4 Análise dos Dados dos Testemunhos do Campo de Xaréu............................................ 21

3.4.1 Dados de Dipmeter................................................................................................. 25

3.4.2 Mergulho Regional das Camadas............................................................................ 25

3.4.3 Resultados Obtidos para os estratos........................................................................ 28

3.4.4 Resultados Obtidos e Exercício Interpretativo para as Falhas................................ 30

4. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES..................................................................... 41

BIBLIOGRAFIA................................................................................................................ 43

ANEXO – ÂNGULOS MEDIDOS NOS TESTEMUNHOS........................................... 45

Domingueti, C.A. - Dissertação de Mestrado - PPGG/UFRN 1

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

1.1 Apresentação

Os estudos aqui apresentados fazem parte do projeto “CARACTERIZAÇÃO

GEOMECÂNICA DE RESERVATÓRIOS HETEROGÊNEOS PARA AUMENTO DO

FATOR DE RECUPERAÇÃO ATRAVÉS DA PERFURAÇÃO DE POÇOS

MULTILATERAIS”, que está sendo desenvolvido no período de 2000 a 2002 por

pesquisadores e alunos do Programa de Pós-Graduação em Geodinâmica e Geofísica da

UFRN (PPGG/UFRN), em conjunto com pesquisadores da PETROBRAS (UN RN-CE e

CENPES). Um dos objetivos deste projeto, que passaremos a designar abreviadamente

por “Projeto Multilaterais”, é um melhor conhecimento dos aspectos litológicos e

tectônicos do Campo de Xaréu, mais precisamente do Calcário Trairí, visando fornecer

subsídios para a perfuração de um poço especial (multilateral) neste calcário, que venha a

aumentar o índice de recuperação de óleo do reservatório. O campo se localiza na Bacia

do Ceará/Sub-Bacia de Mundaú.

1.2 O “Projeto Multilaterais” e o Escopo desta Dissertação

A equipe do PPGG/UFRN está atuando principalmente na caracterização

estratigráfica, estrutural e petrofísica do Calcário Trairí. Nessa caracterização, a presença

de fraturas e falhas é um aspecto relevante porque elas podem servir de condutos e

espaços que armazenam e de onde pode ser drenado o petróleo. Deste modo, a

identificação da direção (ou direções) dominante(s) das falhas e fraturas é um fator

determinante no planejamento de um sistema complexo de poço, o chamado “poço

multilateral”, constituído por “pernas” horizontais. Como o reservatório alvo é

constituído por uma rocha carbonática, em que as falhas e fraturas são geralmente abertas


e com caráter não selante, o direcionamento das pernas do poço será feito de modo a

tentar interceptar, na perpendicular, o maior número possível de fraturas e falhas.

O reconhecimento da trama de fraturas e falhas em uma camada ou horizonte não

aflorante, como o Calcário Trairí, é um procedimento relativamente complexo. Para

tanto, a equipe do PPGG conta com vários pesquisadores que interagem entre si e com

profissionais da PETROBRAS para encontrar, de forma integrada, uma solução para a

questão. A contribuição desta dissertação para o “Projeto Multilaterais” é um estudo

quantitativo das falhas e fraturas presentes nos testemunhos do campo; em particular, a

implantação da metodologia de Hesthammer & Henden (2000) para orientação de falhas

presentes em testemunhos de sondagens coletados sem orientação (exceto identificação

de topo e base), como é o caso usual e, especificamente, dos testemunhos do Campo de

Xaréu. O exame dos testemunhos foi realizado em conjunto com o doutorando Alex

Francisco Antunes (PPGG/UFRN).

1.3 A Bacia do Ceará

A pequena contextualização que se segue sobre a Bacia do Ceará e o Campo de

Xaréu é baseada em Farias et al. (1998), Beltrami (1990), Beltrami et al. (1994) e Ribeiro

et al. (1990).

A Bacia do Ceará está localizada na plataforma continental da Margem

Equatorial Brasileira, entre os meridianos 380 e 420W. Limita-se a sudeste pelo Alto de

Fortaleza (com a Bacia Potiguar), a noroeste pelo Alto de Tutóia (com a Bacia de

Barreirinhas), a norte pela Falha Transformante do Ceará (que inclui a Cadeia de

Fernando de Noronha), e a sul com a área aflorante do embasamento cristalino. A Bacia

do Ceará possui uma área de aproximadamente 34.000 km2, com uma lâmina d’água de

até 200 metros, possuindo uma espessura máxima de sedimentos de cerca de 10.000

metros. Devido à presença de características tectônicas distintas e feições estruturais

proeminentes, a Bacia do Ceará foi subdividida por Beltrami (1990) em quatro sub-

bacias, assim designadas de oeste para leste (figura 1.1 a): Piauí-Camocim, Acaraú, Icaraí

e Mundaú. As Sub-Bacias de Icaraí e Acaraú têm como limite comum o prolongamento


norte do Lineamento de Sobral, estando esta última separada da Sub-Bacia de Piauí-

Camocim pelo Alto do Ceará.

Figura 1.1: Subdivisão da Bacia do Ceará de acordo com Beltrami (1990).

Segundo Beltrami (1990), a origem da Bacia do Ceará está relacionada à

separação dos continentes Africano e Sul-Americano e ela estaria enquadrada como uma

bacia continental do tipo rifte, em margem divergente. Sua evolução tectono-sedimentar

teve início provavelmente no Eo-Aptiano. O preenchimento sedimentar da Bacia do

Ceará compreende sedimentos cujas idades variam desde o Eo-Aptiano (Alagoas) até o

Quarternário. Mais recentemente, os trabalhos de Azevedo (1991) e Matos (2000) re-

interpretaram a evolução desta bacia no contexto transcorrente/transformante do

Atlântico Equatorial. Esses dois modelos geodinâmicos alternativos, o “Rifte Clássico” e

a Margem Transformante, acarretam implicações quanto à geometria e cinemática de

fraturamento desenvolvido na bacia.


1.3.1 A Sub-Bacia de Mundaú

Três mega-seqüências sedimentares foram reconhecidas na Sub-Bacia de Mundaú:

rifte, transicional e deriva continental. Nestas três mega-seqüências, foram definidos

diferentes formações e membros. A Formação Mundaú representa a seqüência rifte, cujo

topo, ou seqüência transicional, corresponde à Formação Paracuru (Beltrami, 1990). O

Membro Trairí está contido na Formação Paracuru.

1.3.2 A Formação Paracuru

É constituída por três pacotes litológicos distintos, depositados durante a fase de

transição no final do Neo-Alagoas. Possui uma espessura máxima de aproximadamente

500 metros. Na base ocorrem arenitos deltáicos e folhelhos cinzentos intensamente

bioturbados, tanto por raízes como por animais. Nos arenitos deltáicos estão os principais

reservatórios produtores da Sub-Bacia de Mundaú, também designados como “Zona C”.

Na porção intermediária distingue-se o Calcário Trairí (Membro Trairí). A parte superior

é composta por um folhelho síltico cinzento, com raras interlaminações de calcilutito

creme e arenito fino (Beltrami et al, 1994).

1.3.3 O Membro Trairí

O Membro Trairí está localizado na porção mediana da Formação Paracuru,

tendo idade neoaptiana e espessura máxima de 100 metros. Desenvolveu-se em ambiente

restrito, em associação a blocos baixos de falhas, sendo ausente, por erosão ou por não

deposição, na maior parte da Sub-Bacia de Mundaú. Está bem desenvolvido apenas na

parte noroeste enquanto que, da parte central para sudeste, ocorre apenas em alguns

locais restritos aos baixos deposicionais (Beltrami, 1990). É constituído principalmente

de calcilutitos depositados em ambiente lacustre com sabkha marginal associada,

superpondo-se a folhelhos e lóbulos areníticos sublacustres. Ocorrem ainda acumulações

evaporíticas, que estão restritas ao depocentro da bacia (Farias et al, 1998).


O Membro Trairí constitui uma série argilo-carbonática onde as interlaminações

de folhelho permitem individualizar duas zonas, denominadas A1 e A2, que são

separadas por uma camada de folhelho com espessura de aproximadamente 10 metros. A

Zona A1, superior, é mais delgada que a Zona A2, inferior. O Calcário Trairí tem

propriedades físicas diferentes em relação às outras camadas, o que lhe confere uma

assinatura típica nos logs geofísicos. Como exemplo, ver a figura 1.2, onde se identificam

as Zonas A1 e A2 em dois diferentes poços.

A Zona A2 apresenta descontinuidades decorrentes de falhas e de variações

litológicas e diagenéticas (Ribeiro et al, 1990). Em geral, a Zona A2 possui maior

porosidade “vugular” e apresenta-se mais fraturada do que a Zona A1.

Trabalhos em andamento no contexto do “Projeto Multilaterais” demonstraram

que a Zona A2 é constituída por interlaminações de carbonatos, folhelhos e margas, e não

apenas por carbonatos (Antunes, A. F., com. verbal). Verificou-se também que ocorrem

muitas brechas carbonáticas.

1.4 O Campo Petrolífero de Xaréu

O Campo Petrolífero de Xaréu (figura 1.3) está localizado na Bacia do Ceará /

Sub-Bacia Mundaú, e foi descoberto em 1977. Ele está situado há cerca de 35 km mar

adentro na costa do Estado do Ceará, 95 km a NW de Fortaleza, com lâmina d’água entre

24 e 36 metros. Este campo abrange uma área de aproximadamente 10 km2, com 38

poços perfurados, dos quais 4 estão em produção no Calcário Trairí (Membro Trairí)

(Farias et al., 1998).

O índice de produtividade de óleo no Calcário Trairí é baixo, com fator de

recuperação em torno de 5%, bem abaixo da média na industria do petróleo que se situa

em torno de 15%. Isto faz com que este tipo de reservatório, tomado isoladamente, seja

considerado economicamente inviável; isto é, se a produtividade do Campo de Xaréu

dependesse exclusivamente do Calcário Trairí, o campo seria inviável economicamente.

O “Projeto Multilaterais” visa assim aumentar a taxa de recuperação do óleo armazenado

no Calcário Trairí.



0 20 km

400 km 20’

20 m

39 00’040’ 20’ 625 km

9700 km

3 00’0

20’

40’

9575 km

MUNDAÚ

PARACURU

CAMPO DE XARÉU

FORTALEZA

CEARÁ

50 m200 m

1000 m

Figura 1.3: Localização do Campo de Xaréu na Bacia do Ceará.

1.5 Condicionamento Estrutural do Campo de Xaréu

No Campo de Xaréu está presente um sistema principal de falhas normais (figura

1.4), com direção noroeste-sudeste, que muda para leste-oeste ou mesmo para leste-

nordeste (Ribeiro et al, 1990). O mergulho dominante das falhas é para nordeste. Falhas

de segunda ordem, em geral com direções leste-oeste e norte-sul, se interligam com os

sistemas de falhas principais.

Figura 1.4: Mapa da base da Zona A2 com localização das falhas de grande escala e dos poços no Campo de

Xaréu (Fonte PETROBRAS). Por motivo de sigilo, as coordenadas foram retiradas e os nomes dos poços são

fictícios.


Segundo Antunes (2002), as falhas principais apresentam mergulhos altos nos

níveis mais rasos do campo; porém, com o aumento da profundidade, ocorre uma

suavização nas inclinações destas falhas, que interligam com um deslocamento basal. Nas

camadas do teto, geralmente está impressa uma morfologia anticlinal roll-over, por

causa da geometria lístrica das falhas. A seção sísmica interpretada, reproduzida na figura

1.5, ilustra esse estilo estrutural. Note o roll-over imediatamente a nordeste da falha de

bordo, afetando a Formação Paracuru e o topo da Formação Mundaú. Essa dobra também

pode ser visualizada nos mapas de contorno estrutural do campo (figuras 1.4, 3.7 e 3.8).

Figura 1.5: Sessão sísmica (interpretada) de direção SW-NE do Campo de Xaréu. Pode-se observar que as

falhas possuem um padrão lístrico (Fonte e interpretação sísmica: Antunes, 2002). Por razões de sigilo, a

localização da seção não foi fornecida.

1.6 O Poço Multilateral

O poço multilateral é um tipo particular de poço direcional, constituído por pernas

laterais (figura 1.6); uma perna lateral é um trecho reto perfurado horizontalmente dentro

da formação produtora, de modo a aumentar a área de drenagem do reservatório e, como

conseqüência, ocasionar um aumento da produtividade e da recuperação final de

hidrocarbonetos. Para direcionar estas pernas, é preciso ter informações a respeito da

tectônica frágil do reservatório. A depender do tipo de litologia e do caráter selante ou


não selante das falhas, recomenda-se um tipo de relação espacial entre as direções das

pernas do poço e as direções dominantes das falhas e fraturas (Aguillera, 1980). Para o

caso de formações calcárias, onde as falhas e fraturas em geral funcionam como dutos

para a extração de óleo, é recomendável que as pernas interceptem o maior número

possível de fraturas e falhas. Na figura 1.6, é apresentado de forma esquemática, um poço

com duas pernas, estando a perna A numa situação favorável e a perna B numa situação

desfavorável. Esta figura ilustra a necessidade de orientar as falhas e fraturas presentes

nos testemunhos do Campo de Xaréu, no contexto da pesquisa em andamento.

A B

Figura 1.6: Desenho esquemático de um poço multilateral com duas pernas horizontais. A perna “A”

atravessa em alto ângulo um grande número de fraturas, numa situação em que pode aumentar a

produtividade, por exemplo, se as fraturas são abertas. Já a perna “B” se encontra sub paralela às fraturas,

possuindo uma orientação desfavorável.


CAPÍTULO 2

DESCRIÇÃO DO MÉTODO UTILIZADO PARA ORIENTAÇÃO DAS FALHAS PRESENTES EM TESTEMUNHOS NÃO ORIENTADOS

2.1 Introdução

A análise estrutural em testemunhos de sondagem é uma ferramenta relativamente

recente. Na indústria do petróleo, a análise estrutural vem sendo utilizada em conjunto

com a análise de dados sísmicos, de dipmeter e de outros perfis geofísicos (a exemplo de

perfis de imagens), para obter informações sobre a orientação de falhas e fraturas em

escalas subsísmicas. No caso do Campo de Xaréu, mais precisamente no Calcário Trairí,

a informação sobre as direções das falhas e fraturas é importante para direcionar as

pernas do poço multilateral, para que estas interceptem o maior número possível de

descontinuidades.

Com o objetivo de orientar as falhas presentes em testemunhos não orientados do

Campo de Xaréu, esta dissertação detalha e emprega o método de Hesthammer &

Henden (2000). Neste método, são utilizadas relações geométricas entre as orientações

dos estratos, das falhas e da parede do poço. Estas relações fornecem famílias de soluções

para as possíveis orientações das falhas que, analisadas em conjunto com outras

informações geofísicas e geológicas, podem fornecer soluções únicas para a orientação

dessas estruturas.

Para orientar falhas presentes em testemunhos não orientados, é preciso que as

mesmas sejam observadas cortando um dado estrato, e que este último tenha sido

previamente orientado. A seguir apresentaremos a fundamentação teórica do método de

Hesthammer & Henden (2000) para orientação do estrato, bem como para orientação das

falhas.

2.2 Orientação dos Estratos

Considere um testemunho de forma cilíndrica, do qual são conhecidas apenas as

informações de “topo” (face mais próxima da “boca” do poço) e “base” (face mais


distante da “boca” do poço). Em geral, o eixo do testemunho não coincide com a direção

vertical da Terra, isto é, o posicionamento espacial do testemunho é arbitrário. Admita

que o testemunho sofreu um corte longitudinal, realizado de tal modo a apresentar, neste

corte, o maior ângulo de “mergulho” do estrato, conforme observado no testemunho

(ângulo 0 ). Exceto no caso do poço ser vertical, este “mergulho” não coincide com o

mergulho verdadeiro do estrato. 0 é também o ângulo entre os vetores unitários n e - B

(figura 2.1).

Figura 2.1: Diagrama esquemático mostrando as relações geométricas entre as orientações do estrato, dafalha e do eixo do poço. O Plano I representa um corte longitudinal realizado no testemunho de tal modo a apresentar, neste corte, o maior ângulo de “mergulho” do estrato, conforme observado no testemunho

(ângulo 0 ). O Plano II é um corte também longitudinal e que faz 90o com o Plano I. As definições das

grandezas mostradas na figura estão no corpo do texto.


Os parâmetros azimute de mergulho ( n ) e mergulho verdadeiro ( n ), a serem

determinados e que definem o vetor n , associado à normal ao plano do estrato, definem

também a reta de maior declividade sobre o estrato. Por outro lado, B é o vetor, de

antemão conhecido, que define a orientação do eixo do poço. Por comodidade, os

parâmetros associados ao vetor B são azimute de caimento do eixo do poço ( B ) e

desvio do eixo em relação a direção vertical ( B ); observe que B é o complemento do

ângulo de caimento do poço.

Do plano I da figura 2.1 obtém-se a seguinte relação:

0cosBn . (2.1)

Pelo fato de que o ângulo 0 é comum à todas possíveis orientações do estrato, a equação

2.1 fornece um conjunto de soluções possíveis para o sentido e o mergulho verdadeiro do

estrato (Hesthammer & Henden, 2000). Em outras palavras, são descartados apenas os

valores de sentido e mergulho verdadeiro que são incompatíveis com a equação 2.1.

Usando coordenadas polares, a equação 2.1 pode ser expressa como:

0coscoscoscossensen),cos( BB nBnnBnBn (2.2)

em que n , n , B e B foram acima definidos. Utilizando um programa de computador

por nós desenvolvido, os valores de n e n são sistematicamente “varridos” em todos os

respectivos intervalos admissíveis, sendo armazenados apenas os pares de valores de n

e n que satisfazem à equação 2.2, dentro de um certo grau de confiança pré-

estabelecido. Um exemplo sintético de um conjunto de soluções está apresentado na

figura 2.2.

Para orientar um dado estrato, observada num testemunho, devemos confrontar o

conjunto de soluções possíveis para o sentido de mergulho e o mergulho verdadeiro, com

outros dados (que porventura estiverem) disponíveis, tais como dados de sísmica, dados

de dipmeter e dados de mapas de mergulho regional de topo e/ou base das camadas, de


modo a encontrar uma única solução para a orientação do estrato observado no

testemunho. Por exemplo, admita que, no caso sintético ilustrado na figura 2.2, o azimute

do estrato seja de 300 e que este estrato não esteja fortemente basculada. Nesta situação, o

mergulho verdadeiro do estrato é aproximadamente 50 (descartou-se a solução de

mergulho igual a 790).

Figura 2.2: Exemplo sintético de uma família de soluções para o sentido de mergulho e o mergulho verdadeiro do estrato. Neste caso, 0 = 47o 2o , tendo o poço azimute de 170o e inclinação em relação à vertical de 50o . Admita-se que é conhecida, a partir de dados sísmicos, o sentido de mergulho do estrato, por exemplo, igual a 30o Az. Deste modo, temos dois valores possíveis para o mergulho da camada: 5o e 79o. Na hipótese de que a região sofreu pouca deformação, pode-se descartar a possibilidade de mergulho igual a 79o,e a solução para o mergulho será 5o.

2.3 Orientação das Falhas

A figura 2.1 apresenta uma falha deslocando um estrato. O traço da falha no plano

I é definido pelo vetor 'D , que define a interseção do plano da falha com a seção do

testemunho (Plano I). Em geral, 'D não representa a reta de máxima declividade da falha.

A direção, desconhecida, da falha no espaço é definida pelo vetor unitário D , que é

perpendicular ao plano da falha. Os parâmetros que definem D são os ângulos D e D ,

respectivamente, mergulho e azimute de mergulho da falha. Em geral, D não está


contido em nenhum dos possíveis cortes longitudinais do testemunho. Todavia, os

parâmetros que definem D podem ser obtidos de medidas efetuadas sobre o plano I, já

definido, e sobre o plano II (figura 2.1). Este ultimo plano é também um corte

longitudinal no testemunho e que forma 900 com o plano I.

Vamos trabalhar primeiramente sobre o plano I. A relação espacial entre D , 'D ,

B e n (estes dois últimos vetores já definidos na seção anterior) é dada pela expressão:

nDBBDnDBnD' . (2.3)

Além disso,

cos'Dn , (2.4)

em que é o (menor) ângulo entre os vetores 'D e n . Como o sentido de 'D é

desconhecido, uma equação similar deverá ser escrita para 180o - (o ângulo

suplementar de ). Utilizando as equações 2.3 e 2.4, pode-se deduzir a expressão:

21

22 coscoscoscos2cos

coscoscoscos

nDnDBnBDBD

BDBnnD , (2.5)

em que nD é o ângulo entre os vetores unitários n e D , Bn é o ângulo entre os vetores

unitários B e , e n BD é o ângulo entre os vetores unitários B e D . De modo similar ao

utilizado na seção anterior, a equação 2.5 pode ser desenvolvida em coordenadas polares.

Usando a versão em coordenadas polares da equação 2.5, D e D (já definidos

como mergulho e azimute de mergulho da falha, respectivamente) podem ser

sistematicamente “varridos” nos seus respectivos intervalos fisicamente admissíveis, e os

pares de valores que satisfazem essa equação fornecem uma família de soluções

admissíveis (e associada ao ângulo ) para a direção da falha. Contudo, há ainda a fonte

de ambigüidade adicional, já referida: uma família de soluções deve ser também


construída para o ângulo suplementar de . Um exemplo sintético de um conjunto de

soluções para e seu suplemento está mostrado na figura 2.3.

Figura 2.3: Exemplo sintético de uma família de soluções obtida pela equação 2.5 em coordenadas polarespara o sentido de mergulho e o mergulho de uma falha. Neste caso, = 45o, n (mergulho verdadeiro do estrato) = 5o e n (sentido de mergulho do estrato) = 30o Az. Os parâmetros do estrato foram retirados dafigura 2.2. O poço tem azimute igual a 170o e inclinação em relação à vertical de 50o. A família de soluçõesinclui também 1800 - (o ângulo suplementar).

Vamos agora trabalhar sobre o plano II de modo a restringir ainda mais o conjunto

das soluções possíveis para a orientação da falha. No plano II é possível medir o

mergulho aparente da falha através do ângulo . Este ângulo e o ângulo (ver figura

2.1) satisfazem a relação:

tancos

tan, (2.6)

onde é o ângulo entre os vetores D e Bn . Estes dois últimos vetores ( D e Bn )

definem o plano III (figura 2.4) que, em geral, é de difícil acesso no testemunho.


D

n x BTraço da falha

Plano III

Figura 2.4: Plano III composto pelos vetores D e Bn . D é o vetor normal ao plano da falha e Bn é o vetor normal ao plano I da figura 2.1. Em geral, o plano III não está acessível no testemunho. Neste plano, oângulo é amostrado.

Do plano III obtém-se a relação:

cosBn

DBn. (2.7)

Em combinação com a equação 2.6 e utilizando coordenadas polares, a equação

2.7 pode ser empregada para obter uma nova família de soluções, agora associadas ao

ângulo , para o sentido e o mergulho verdadeiro da falha (ângulos incógnitos D e

D ). Observe-se, contudo, que a equação 2.7 tem o mesmo tipo de ambigüidade referido

para a equação 2.5: uma família de soluções deve ser também construída para o ângulo

suplementar de . Um exemplo sintético de um conjunto de soluções para e seu

suplemento está mostrado na figura 2.5.

A interseção das duas famílias de soluções para a direção da falha, acima descritas

(uma associada ao ângulo , através da equação 2.5, e a outra associada ao ângulo ,

através da equação 2.7), fornece um conjunto discreto de soluções, em geral composto

por quatro pares de valores possíveis para o sentido e o mergulho da falha (figura 2.6).

Para selecionar uma solução única, é necessária alguma informação ou vinculo adicional.

Por exemplo, no caso de poços verticais, para eliminar os ângulos suplementares, basta

informar se a falha mergulha no mesmo sentido ou em um sentido oposto ao dos estratos

(Hesthammer & Henden, 2000).


No próximo capitulo, o método aqui descrito será aplicado às falhas presentes nos

testemunhos de sondagem do Campo de Xaréu.

Figura 2.5: Exemplo sintético de uma família de soluções obtida pela combinação das equações 2.6 e 2.7 em coordenadas polares para o sentido de mergulho e o mergulho verdadeiro de uma falha. Neste caso, = 47o e = 140o. Os parâmetros do estrato e do poço são os mesmos que foram usados na figura 2.4. A família de

soluções inclui também 180o - (o ângulo suplementar).

Figura 2.6: Exemplo sintético mostrando as interseções entre as duas famílias de soluções, dadas pelasequações 2.5 (em vermelho) e 2.6 em combinação com a 2.7 (em púrpura), para o sentido de mergulho e o mergulho verdadeiro da falha. As interseções são os valores matematicamente admissíveis para o sentido e mergulho da falha. Para escolher dentre estes valores uma solução única, é necessário informação geológicaou geofísica adicional.


CAPITULO 3

ORIENTAÇÃO DAS FALHAS PRESENTES NOS

TESTEMUNHOS DO CAMPO DE XARÉU

3.1 Introdução

O método de método de Hesthammer & Henden (2000) será utilizado para

orientar populações de falhas amostradas em testemunhos de sondagem do Campo de

Xaréu. O horizonte de maior é interesse é o Calcário Trairí. Porém, devido à escassez de

testemunhos coletados nesse calcário, a análise da orientação foi estendida a todos os

testemunhos disponíveis do Campo de Xaréu, independentemente dos horizontes

amostrados.

Este capítulo está organizado da seguinte maneira: de início, apresentamos uma

descrição sucinta sobre a localização dos poços e dos testemunhos disponíveis. Em

seguida, descrevemos o procedimento experimental para medição, nos testemunhos, dos

parâmetros geométricos associados às orientações dos estratos e das falhas, com especial

ênfase na questão da identificação das rupturas de origem tectônica. Por último,

descrevemos a reorientação das estruturas presentes nos testemunhos, concluindo com

uma discussão desses resultados.

3.2 Localização dos Poços e Testemunhos do Campo de Xaréu

O Campo de Xaréu possui 38 poços e, dentre estes, apenas 7 foram

testemunhados (Farias et al, 1998). Todos os testemunhos têm diâmetro de 4 polegadas e

são não-orientados, isto é, a informação disponível resume-se ao topo e base de cada

testemunho (figura 3.1). Os poços que possuem testemunhos são verticais e se

encontram, na sua maioria, perto de grandes falhas (rever figura 1.4). Em 6 dos poços, os

testemunhos foram retirados da Zona A2 (Calcário Trairí) e em zonas adjacentes. A

tabela 3.1 (no final do capítulo) mostra a localização dos testemunhos.


Figura 3.1: Exemplo de um testemunho, com indicação de base e topo, exibindo uma micro-falha normal na sua porção central.

Foram analisados 236,5 metros de testemunhos no Campo de Xaréu, sendo que,

destes testemunhos, 65 metros se encontram na Zona A2. Foram identificadas 77 falhas;

8 delas se localizam na Zona A2, a zona de maior interesse. Apesar de terem sido

encontradas poucas falhas na Zona A2, isto não quer dizer que esta zona não seja

fraturada, pois a probabilidade de um furo vertical detectar uma falha ou fratura não

horizontal, visível a olho nu, é, em geral, muito pequena. Por exemplo, de acordo com

Lorenz & Warpinski (1996), existe apenas 10% de chance de um testemunho com 4

polegadas, retirado de um poço vertical, amostrar um exemplar de fratura pertencente a

uma família de fraturas de alto ângulo regularmente espaçadas de 1,1 metro (figura 3.2).

Figura 3.2: Gráfico da probabilidade de intersecção de fraturas verticais por um poço vertical em função do espaçamento das fraturas para um testemunho com diâmetro de 4 polegadas (Lorenz & Warpinski, 1996).


3.3 Procedimento Experimental para Medição dos Atributos Geométricos nos

Testemunhos

Alguns critérios, a seguir descritos e discutidos, foram utilizados para identificar

as falhas naturais e medir os atributos geométricos dos estratos e das falhas, de modo a

garantir confiabilidade dos resultados. O critério principal para selecionar as falhas foi de

que estas deveriam estar truncando ou deslocando laminações (estratos), para que se

possa orientá-las em relação aos estratos (no caso de uma falha subparalela ao estrato, a

direção da falha é a mesma do estrato).

Uma das principais dificuldades encontradas foi o fato de que os testemunhos já se

encontravam cortados, não tendo sido o objetivo original deste corte o estudo da

orientação das estruturas. Deste modo, muitas vezes, o plano de corte não satisfaz

exatamente o requisito definido para o Plano I (rever figura 2.1), de que o corte

longitudinal do testemunho tenha sido realizado de tal modo a amostrar o maior ângulo

possível de mergulho do estrato, conforme observado no testemunho. De modo a ter um

controle desse desvio, o testemunho foi examinado de modo a avaliar qualitativamente se

o corte foi feito aproximadamente dentro das condições exigidas; foram utilizados no

estudo de orientação apenas os dados coletados em testemunhos em que se admitiu ter

sido dado um corte adequado.

Outra dificuldade foi identificar se as falhas eram de origem tectônica ou

“atectônica”. Nos testemunhos do Campo de Xaréu é comum a presença de estratos de

folhelhos que se mostraram facilmente desagregáveis. É possível que o alívio de pressão

que sofre o testemunho, após a sua retirada, contribua bastante nesse processo de

desagregação. Além disso, a perfuração também pode induzir fissuras. Para distinguir as

falhas “atectônicas” das falhas tectônicas, o principal procedimento utilizado foi verificar

se elas tinham algum tipo de preenchimento: todas as falhas que possuem algum tipo de

preenchimento foram admitidas como sendo tectônicas. Esse critério foi utilizado

principalmente nos casos em que as falhas não deslocavam os estratos.

Um critério adicional de consistência foi verificar se uma dada estrutura se

encontrava isolada ou fazendo parte de um “enxame” de estruturas. O número de rupturas

por unidade de comprimento, presentes nos testemunhos, foi utilizado como um critério


de localização de zonas de dano, seguindo a proposta de Hesthammer et al, 2000. A

figura 3.3 mostra os gráficos do número de rupturas por unidade de comprimento para

todos os setores testemunhados do Campo de Xaréu, indicando ainda a localização das

falhas. Admitindo-se a validade deste critério, a maioria das falhas analisadas no Campo

de Xaréu se localiza no interior de zonas de danos (figura 3.3) e seriam, portanto, de

origem tectônica.

Devemos chamar a atenção para o fato de que os testemunhos analisados do

Campo de Xaréu, em sua grande maioria, se encontram bastante deteriorados, pois eles

foram retirados há mais de 20 anos. Um exemplo de um testemunho deteriorado pelo

crescimento de cristais de sais é mostrado na figura 3.4.

Deve-se salientar também que a maioria das falhas analisadas, além de serem

obviamente pequenas, se localizam no meio dos testemunhos (figura 3.5). Devido a este

fato e ao estado de deterioração dos testemunhos, houve dificuldade de se obter o ângulo

(rever figura 2.1); a maioria dos testemunhos que receberam um corte adicional

vertical, para este estudo, se fragmentou.

A descrição sedimentológica dos testemunhos foi realizada pelo doutorando Alex

Francisco Antunes, aluno do PPGG/UFRN, sob a orientação do Prof. Dr. Virgínio

Henrique Neumann, pesquisador do DG/PPGEO/UFPE. A medição dos atributos

geométricos foi realizada pela autora deste trabalho, com o auxílio eventual do

doutorando Alex F. Antunes.

3.4 Análise dos Dados dos Testemunhos do Campo de Xaréu

O exame de identificação de falhas e fraturas foi realizado em todos os

testemunhos do Campo de Xaréu. O Anexo dessa dissertação apresenta todas as medidas

efetuadas para as falhas. Dos 7 poços testemunhados, não foi encontrada nenhuma falha

nos testemunhos do Poço CX-TT-01. Nos testemunhos do Poço CX-TT-07, identificou-

se apenas uma única falha, ocorrendo o mesmo com o Poço CX-TT-02. Em resumo,

apenas os testemunhos de quatro poços (CX-TT-03, CX-TT-04, CX-TT-05 e CX-TT-06)

(rever figura 1.4) apresentaram uma maior freqüência de falhas.


Figura 3.3: Gráficos da profundidade versus o número de rupturas por metro para cada poço. A linha em vermelho apresenta o número de falhas por metro e a linha preta o número total de rupturas (fraturas e falhas) por metro. Os espaços em branco nos gráficos, por exemplo, no Poço CX-TT-04 entre 1584 a 1589, indicam que neste trecho não houve testemunhagem. Os testemunhos do Poço CX-TT-03 foram retirados logo abaixo da Zona A2. Os testemunhos dos poços CX-TT-02 e CX-TT-07 possuem somente uma falha.


Figura 3.4: Foto de um testemunho deteriorado pelo crescimento de cristais de sais.

Figura 3.5: Foto de uma microfalha normal situada no meio de um testemunho.


Os poços testemunhados do Campo de Xaréu são todos verticais. Desse modo, o

ângulo B (desvio da vertical do poço) (rever equação 2.2) é sempre igual a 00 e B

(azimute do eixo do poço) foi tomado arbitrariamente igual a 900. Assim, admitindo-se

que o corte do testemunho seja adequado, o mergulho do estrato medido no testemunho é

o mergulho verdadeiro do estrato, excetuando erros de medida. Por outro lado, a direção

ou sentido de mergulho do estrato constitui uma incógnita, já que o testemunho retirado

do poço foi rotacionado nessa operação e no manuseio posterior. A expressão gráfica

dessa incerteza no azimute do estrato é ilustrada na figura 3.6.

Figura 3.6: Conjunto de soluções para o sentido e o ângulo de mergulho do estrato do testemunho 04, caixa 04 e do Poço CX-TT-04.

Como já foi dito anteriormente, para obter uma solução única para o sentido e o

ângulo de mergulho do estrato, devemos confrontar o conjunto de soluções com algum

tipo de informação a respeito destas grandezas, para os estratos do Campo de Xaréu.

Infelizmente, em apenas um único poço estão disponíveis, simultaneamente, os dados de

dipmeter e uma seção testemunhada (tabela 3.1). Para vincular as demais soluções, os


principais dados utilizados foram os mapas estruturais de topo e base da Zona A2. A

seguir, detalhamos as informações utilizadas como vínculos.

3.4.1 Dados de Dipmeter

O dipmeter é uma ferramenta de micro-resistividade que faz três ou mais leituras,

em direções diferentes, da resistividade da formação. Deste modo, é possível obter a

informação de mergulho do estrato. O dipmeter foi muito utilizado na indústria do

petróleo para obter informações a respeito do mergulho dos estratos, especialmente antes

do advento das ferramentas de imagem. No Campo de Xaréu, somente o Poço CX-TT-03

apresenta testemunhagem e dados de dipmeter no mesmo intervalo. Os dados utilizados

do dipmeter estão apresentados na tabela 3.2.

3.4.2 Mergulho Regional das Camadas

Os mapas de contorno estrutural da base e topo da Zona A2 estão mostrados nas

figuras 3.7 e 3.8, respectivamente. Estes mapas foram obtidos da interpretação conjunta

de dados sísmicos e dados de poços do Campo de Xaréu (Fonte: PETROBRAS). Usando

os locais dos poços como referência, retiramos destes mapas estimativas para o mergulho

e azimute de mergulho da base e do topo da Zona A2. As estimativas “regionais” assim

obtidas estão mostradas na tabela 3.3. A utilização posterior destas estimativas é

fundamentada na hipótese de que as superfícies de topo e base da Zona A2 não são

superfícies erosionais de truncamento, ou, mais precisamente, a hipótese de que os

mergulhos dos estratos, nas proximidades da Zona A2, internamente ou externamente a

esta zona, são subparalelos ao mergulho da superfície limitante (topo ou base) mais

próxima.

Pelo fato de que o Poço CX-TT-05 se situa no ápice da estrutura de roll-over

(figura 3.7 e 3.8), não foi possível obter estimativas para o azimute de mergulho e

mergulho “regional” da camada. Por este motivo, na ausência de informações adicionais,

abdicamos de reorientar as estruturas medidas nos testemunhos desse poço.




3.4.3 Resultados Obtidos para os Estratos

Um histograma com todos os mergulhos dos estratos medidos nos testemunhos

do Campo de Xaréu está mostrado na figura 3.9. Observe que o valor mais freqüente de

mergulho é igual a 20, e que 84% das estimativas se situam entre 00 e 80 (figura 3.9).

Interpretamos esse resultado como um indício de que a deformação neste campo é de

natureza principalmente rúptil e concentrada em grandes falhas, o que é consistente com

os dados de sísmica.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

10

20

30

Núm

ero

deca

sos

Ângulo (grau)

Figura 3.9: Histograma de mergulho dos estratos. Foram realizadas 75 medidas de mergulho dos estratos, emtodos os testemunhos.

As figuras 3.10 a, b e c apresentam os valores medidos do ângulo de mergulho dos

estratos em função da profundidade, para os poços CX-TT-03, CX-TT-04 e CX-TT-06,

respectivamente. Em cada uma destas figuras está também apresentado o ângulo de

mergulho “regional”, obtido do mapa estrutural de topo ou base da zona A2, de modo que

é possível apreciar a variabilidade de mergulho “local” dos estratos em relação ao valor

de mergulho “regional”. Uma possível explicação para a maior ou menor variabilidade do

ângulo de mergulho “local” em relação ângulo de mergulho “regional” é o fato do


testemunho ter sido retirado de uma zona de danos. Uma outra explicação seria que os

testemunhos foram retirados de zonas onde ocorrem dobras sindeposicionais.

Consideramos esta ultima explicação menos plausível a julgar pela análise visual das

estruturas, que parecem ser principalmente de natureza rúptil.

a) Poço: CX-TT-03

1652,5 1653,0 1653,5 1654,0 1654,5 1655,0

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

Base da Zona A2

Ân

gulo

(gra

u)

Profundidade (m)

b) Poço: CX-TT-04

1660 1665 1670 1675 1680 1685 1690 1695 1700

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

Topo da Zona A2

Ân

gulo

(gr

au)

Profundidade (m)


c) Poço: CX-TT-06

1470 1480 1490 1500 1510 1520

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

Base da Zona A2Âng

ulo

(g

rau

)

Profundidade (m)

Figura 3.10: Mergulho dos estratos ( 0) versus a profundidade dos testemunhos das quais foram retirados os

dados. O traço horizontal representa o mergulho da base ou do topo da Zona A2; a) o Poço CX-TT-03 se

encontra próximo de uma falha de grande escala e seus testemunhos foram retirados abaixo da Zona A2; b) o

Poço CX-TT-04 se encontra afastado das grandes falhas; c) o Poço CX-TT-06 se encontra localizado entre

duas falhas de grande escala.

Para obter uma estimativa completa da orientação dos estratos, em cada poço,

adotou-se como sentido de mergulho o valor do azimute de mergulho “regional” do topo

ou base da Zona A2, no local do poço. Em síntese, em virtude da falta de informações

adicionais, a orientação final adotada para cada estrato falhado, identificada num

testemunho, é dada pelo sentido de mergulho “regional” e pelo ângulo de mergulho

“local”, medido no próprio testemunho, já que o poço é vertical.

3.4.4 Resultados Obtidos e Exercício Interpretativo para as Falhas

A título de exemplo, a figura 3.11 apresenta as estimativas do sentido e ângulo

de mergulho para a falha 1400 (figura 3.12), observada nos testemunhos do Poço CX-TT-


04. As quatro soluções matematicamente possíveis, encontradas no procedimento, foram

plotadas em um estereograma (figura 3.13). Analisando estas soluções, e o mapa de

contorno estrutural da Zona A2, pode-se verificar que todas as soluções são

geologicamente possíveis de ocorrer, associadas a diferentes modelos estruturais. Alguns

dos modelos associados às soluções estão representados na figura 3.14. Deve-se salientar

que a base destes modelos estruturais é a hipótese de que as todas as falhas,

independentemente da escala, resultaram de um mesmo padrão tensional. Esta hipótese

não pode ser admitida senão com reservas, porque Antunes (2002) descreveu a

ocorrência de pelo menos duas gerações de falhas com orientações cinemáticas distintas,

a partir dos marcadores associados (tipo de preenchimento e estrias).

De todo modo, seguimos nesta seção com um exercício de interpretação que tem

como base simplificadora a atribuição das falhas estudadas a uma única geração. Nesse

caso, elas são atribuídas ao evento principal de deformação, associados ao rifteamento e

geração dos continentes, o que ao menos confere maior respaldo às nossas conclusões.

Figura 3.11: Interseções dos conjuntos de soluções para a microfalha 1400 (Poço CX-TT-04). As interseçõesdos dois conjuntos de soluções fornecem quatro soluções matematicamente possíveis para o sentido e o ângulode mergulho da microfalha. Estas quatro soluções são: mergulho 68o/024o Az, mergulho 65o/148o Az,mergulho 65o/201o Az e mergulho 69o/330o Az.


Figura 3.12: Foto da falha 1400 com os ângulos utilizados para calcular o conjunto de soluções para o seu sentido e o ângulo de mergulho.

Figura 3.13: Estereograma com as soluções matematicamente possíveis para o sentido e ângulo de mergulho da microfalha 1400 – Poço CX-TT-04. Na solução 01, o mergulho é 690/3300 Az; na solução 02, o mergulho é650/1480 Az; na solução 03, o mergulho é 680/0240 Az e, na solução 04 o mergulho é 650/2010 Az. Os pólos foram plotados no hemisfério inferior da esfera. Nos diagramas que se seguem serão apresentados apenas os pólos.


Figura 3.14: Modelos estruturais associados às soluções 01, 02, 03 e 04 da figura anterior. a) Leque de falhasnormais (distensionais). Falhas secundárias sintéticas (S) à falha principal (P) - solução 01. b) As falhas secundárias são antitéticas (A), todas normais - solução 02. Para as soluções 03 e 04, as falhas secundárias seriam do tipo R ou T (falhas distensionais paralelas às fraturas T). c) Modelo de fraturas de segunda ordem numa falha transcorrente dextral com direção leste-oeste. d) Modelo de uma falha oblíqua normal com componente transcorrente dextral, com direção oeste-noroeste.


A solução 01 indica que a falha analisada do testemunho poderia estar paralela à

falha de grande escala mais próxima do poço, com direção nordeste, sendo assim uma

falha sintética de pequena escala. A solução 02 seria uma falha antitética. As soluções 03

e 04 representam uma falha principal transcorrente dextral ou uma falha oblíqua normal-

transcorrente dextral, respectivamente. Nesse caso, a falha estudada poderia ser uma

fratura de segunda ordem, sendo T e R os tipos mais prováveis (classificação de Riedel).

De acordo com Jardim de Sá (2001) e Antunes (2002), o modelo cinemático mais

compatível para o Campo de Xaréu teria falhas normais com um componente de

transcorrência dextral, no contexto da Margem Equatorial Transformante (Matos, 2000).

Neste caso, os modelos (a) e (b), e especialmente (d) e (c), devem ser considerados como

pertinentes. Como exercício interpretativo, trabalharemos preferencialmente com as

soluções consideradas mais prováveis de ocorrer, que são as soluções do tipo T, R e FP

(Jardim de Sá, com. Verbal).

O tipo de análise acima descrito foi efetuado para todas as falhas observadas nos

testemunhos, considerando, tentativamente, que o modelo estrutural mais compatível é aquele

em que as falhas de segunda ordem estariam paralelas ou em baixo ângulo (R) com a falha

principal, ou alternativamente em posição diagonal (T no modelo (d) – figura 3.14). A falha

principal foi sempre considerada como sendo a falha mapeada pela sísmica mais próxima do

poço de onde foi retirado o testemunho. A tabela 3.4 apresenta todas as soluções

matematicamente possíveis encontradas para cada falha analisada do Campo de Xaréu. Os

resultados obtidos para cada poço seguem abaixo. Deve-se registrar que, pelo menos do

ponto de vista de direcionamento das pernas do poço, é relevante identificar apenas o

strike da falha.

A figura 3.15a apresenta todas as soluções matematicamente possíveis para o

mergulho e a direção de mergulho das falhas dos testemunhos do Poço CX-TT-04. As

soluções dos tipos FP, R e T delineadas por círculos, foram consideradas as mais

prováveis de ocorrer, de acordo com o modelo adotado (que foi o de preservar as

soluções do tipo FP, R e T associado com a falha de grande escala, mais próxima do

poço).


Todas as soluções matematicamente possíveis para o sentido e o ângulo de

mergulho das falhas presentes nos testemunhos do Poço CX-TT-03 são apresentadas na

figura 3.15b. Neste caso, não houve soluções compatíveis com as falhas de segunda

ordem do tipo FP, já que a direção da falha de grande porte mais próxima do poço é para

leste-nordeste (figura 3.7 ou 3.8). Uma explicação possível para a existência de falhas

secundárias mergulhando para nordeste ou sudoeste, seria a existência de uma

ramificação curva, não mapeada, à semelhança das falhas A e B ilustrada nas figuras 3.7

e 3.8.

Na figura 3.15c estão apresentadas todas as soluções matematicamente possíveis

para o mergulho e a direção de mergulho das falhas encontradas no Poço CX-TT-06. Um

fato importante neste poço é a presença de um grupo de soluções, bem consistente, de

direções de mergulho noroeste e sudeste, associado às falhas de maior porte encontradas

nos testemunhos. Este grupo de soluções está delimitado com círculos tracejados na

figura 3.15c. Além disso, existe um conjunto de falhas mergulhando sistematicamente

para nordeste e sudoeste. Os resultados obtidos para os testemunhos deste poço são, no

todo, compatíveis com o fato de que este poço se situa numa região bastante falhada do

campo, onde pode haver ramificações de strike noroeste.

Na figura 3.16 foram plotados todos os resultados encontrados e considerados os

mais prováveis para as falhas presentes nos testemunhos do Campo de Xaréu, dentro da

hipótese adotada. Observe que as direções de strike das falhas variam de noroeste a

nordeste. Sugerimos, com base nesses resultados, que as pernas do poço multilateral

sejam projetadas com direções nordeste e noroeste.

Os resultados aqui encontrados são compatíveis com o tipo de análise

apresentado por Hesthammer et al (2000), em particular no fato de que as microfalhas

estão associadas com zonas de danos de grandes falhas. Deve-se salientar que as grandes

falhas foram mapeadas com sísmica e é razoável que a variação, em direção, das

microfalhas seja bem maior do que aquelas das grandes falhas, conforme observado nos

mapas de contorno estrutural.


a)

b)c)

Fig

ura

3.15

:Est

ereo

gram

asco

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as

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Figura 3.16: Estereograma com todas as soluções mais prováveis de ocorrer para as falhas analisadas nos testemunhos do Campo de Xaréu.


CAPÍTULO 4

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Em relação às falhas analisadas, presentes nos testemunhos, deve-se salientar a

dificuldade encontrada de orientá-las por causa da escassez de dados, no Campo de

Xaréu, em comparação com outros campos de importância e tempo de explorações

semelhantes. Para ilustrar esta escassez, apresentamos abaixo uma tabela comparativa

sobre a distribuição de dados nos campos de Xaréu e de Gullfaks. Este último campo se

localiza no Mar do Norte e tem servido de área-teste para desenvolvimento de uma série

de estudos de natureza estrutural, utilizando dados geológicos e geofísicos (Hesthammer

& Henden, 2000).

Campo de Gullfaks Campo de Xaréu Área 55 km2 19 km2

Elementos para comparação Comprimentoamostrado

Proporçãocom a área

Comprimento amostrado

Proporçãocom a área

Testemunhos 6 km 109 m/km2 0,236 km 12 m/km2

Dipmeter 34 km 618 m/km2 2,864 km 150 m/km2

Tabela 3.5: Comparação de dados disponíveis nos Campos de Gullfaks e Xaréu.

Observe que a proporção testemunho/área no Campo de Gullfaks é quase 10

vezes maior que no Campo de Xaréu. Além disso, todos os trechos testemunhados do

Campo de Gullfaks estão também perfilados, com perfis sônicos e dipmeter, o que não

ocorre no Campo de Xaréu. Em particular, este último fato dificultou bastante a análise

de orientação das estruturas presentes nos testemunhos desse campo.

Contudo, ressaltamos que a metodologia utilizada é bem consistente e, mesmo

na ausência de muitos vínculos, resultados razoáveis foram encontrados. A maioria das

estratificações apresenta mergulho suave; 84% dos estratos apresentam mergulho entre 00

e 80, o que significa que as camadas não foram fortemente basculadas. Com isto, há uma

indicação de que a deformação ocorrida no Campo de Xaréu foi principalmente de

natureza rúptil e concentradas nas grandes falhas e zonas de danos a elas associadas.


Em sua maioria, as falhas analisadas possuem mergulho forte; 62% das falhas

possuem mergulho entre 650 e 900. Admitindo a validade do modelo interpretativo

adotado, existem duas direções de strike preferenciais para as falhas, sudeste-noroeste e

nordeste-sudoeste. Estas direções de strike são consistentes com os resultados obtidos por

outras abordagens no “Projeto Multilaterais”.

A principal recomendação desta dissertação é de que as direções das pernas do

poço multilateral sejam noroeste-sudeste e sudoeste-nordeste, para que se possa

interceptar o maior número possível de rupturas. O poço multilateral deverá ser

construído em agosto/2002.

Outra recomendação é o uso da análise estrutural em testemunhos. Na maioria

das empresas de petróleo, somente são realizadas análises estratigráficas e petrofísicas

nos testemunhos. A análise estrutural é uma importante ferramenta adicional para se

obter informações sobre a estruturação do campo em escala subsísmica.


BIBLIOGRAFIA

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Tulsa, OK., USA.

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Programa de Pós-Graduação em Geodinâmica e Geofísica, Universidade Federal do

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Martins, J. A. S., Machado, L. R. L., Lima, L. C., Santos, J. A. C. M. &

Azevedo, M. A. S.-1990- Aumento da produtividade do Calcário Trairí. Rio de

Janeiro, Petrobrás/DEPRO. Relatório Interno.


ANEXO

ÂNGULOS MEDIDOS NOS TESTEMUNHOS

Para o estudo da orientação dos estratos, foram utilizadas todas as medidas do

ângulo 0. Por outro lado, para o estudo das falhas, foram utilizados somente os casos em

que foi possível de medir o ângulo (ver figura 2.1).

Código da

Falha

Poço 0 (grau) (grau) (grau) (grau)

0200 CX-TT-02 13 54 14 -

0400 CX-TT-03 5 21 106 -

0401 CX-TT-03 4 51 135 -

0402 CX-TT-03 7 12 95 175

0403 CX-TT-03 13 11 86 174

0404 CX-TT-03 9 9 87 173

0600 CX-TT-03 5 65 30 90

0601 CX-TT-03 7 56 42 90

0700 CX-TT-03 8 40 41 -

0701 CX-TT-03 8 3 85 -

0900 CX-TT-04 18 31 39 -

1100 CX-TT-04 2 46 133 -

1101 CX-TT-04 1 50 139 -

1102 CX-TT-04 2 26 119 -

1300 CX-TT-04 2 24 116 160

1301 CX-TT-04 2 16 76 165

1400 CX-TT-04 2 27 119 46

1600 CX-TT-04 2 35 58 -

1601 CX-TT-04 1 38 54 -

1700 CX-TT-04 3 12 81 -


1701 CX-TT-04 2 32 60 -

1800 CX-TT-04 4 35 49 -

1900 CX-TT-04 1 37 126 -

2100 CX-TT-04 4 39 47 -

2101 CX-TT-04 5 30 54 -

2200 CX-TT-04 2 30 122 -

2400 CX-TT-04 1 55 36 147

2500 CX-TT-04 3 61 24 -

2501 CX-TT-04 7 54 28 -

2502 CX-TT-04 7 55 26 -

2600 CX-TT-04 3 31 117 -

2700 CX-TT-04 3 47 140 -

2900 CX-TT-04 3 69 156 -

3100 CX-TT-04 1 50 38 109

3101 CX-TT-04 1 42 47 135

3102 CX-TT-04 2 42 54 155

3103 CX-TT-04 2 33 125 40

3104 CX-TT-04 1 41 130 41

3200 CX-TT-04 3 31 122 -

3201 CX-TT-04 3 20 106 -

3202 CX-TT-04 5 28 110 -

3300 CX-TT-04 1 74 17 -

3400 CX-TT-04 1 42 131 -

3800 CX-TT-05 3 49 35,5 75

3900 CX-TT-05 5 24 59 -

4300 CX-TT-05 1 4 91 179

4301 CX-TT-05 5 23 59 -

4302 CX-TT-05 2 39 49 -

4303 CX-TT-05 2 46 139 -


4304 CX-TT-05 2 60 147 -

4305 CX-TT-05 0 47 42 -

4306 CX-TT-05 5 41 42 -

4307 CX-TT-05 6 53 29 -

4308 CX-TT-05 1 57 95 175

4400 CX-TT-05 3 28 68 -

4401 CX-TT-05 4 6 103 177

4402 CX-TT-05 4 15 81 -

4403 CX-TT-05 2 2 95 179

4404 CX-TT-05 3 34 61 -

4900 CX-TT-06 2 44 48 -

5900 CX-TT-06 4 52 140 80

6000 CX-TT-06 3 63 153 70

6300 CX-TT-06 19 2 108 135

6400 CX-TT-06 18 57 65 -

6500 CX-TT-06 12 25 80 170

6600 CX-TT-06 3 42 47 -

6700 CX-TT-06 18 45 25 -

6900 CX-TT-06 21 4 71 -

7000 CX-TT-06 3 43 135 -

7001 CX-TT-06 3 42 131 -

7200 CX-TT-06 4 4 91 179

7400 CX-TT-06 9 8 89 179

7401 CX-TT-06 2 24 66 -

7500 CX-TT-06 5 11 76 -

7501 CX-TT-06 6 27 113 -

7700 CX-TT-07 5 45 140 -

Documents

ORIENTAÇÃO DE FALHAS PRESENTES EM TESTEMUNHOS DE … · The dip of bedding varies from 0o to 8o, being the most frequent value equal to 2o. We interpret this result as evidence